界面新聞記者 | 王勇
儲能市場越來越火熱了。
日前召開的第十一屆儲能國際峰會暨展覽會現(xiàn)場，火爆程度超出往年。開展當天的首鋼園外，觀展的人群排起很長的隊伍。
據(jù)會議主辦方統(tǒng)計，展會前兩天累計入場人數(shù)突破11萬，300余家儲能企業(yè)參展，共舉辦了30余場主題論壇。在由寧德時代(300750.SZ)、陽光電源(300274.SZ)等六家企業(yè)命名的展館內(nèi)，到處可見交流攀談的人士，部分新品發(fā)布及路演現(xiàn)場更是被圍得水泄不通。
從各參與者的討論熱度看，新能源強制配儲成為備受關(guān)注的話題之一。
在主論壇的高峰對話環(huán)節(jié)，電網(wǎng)公司、儲能龍頭企業(yè)、學者專家就“強制配儲”這一話題展開了討論。在清華大學教授、中國能源研究會儲能專委會副主任委員夏清的主持下，通過步步緊逼的設(shè)問，各方爭論激烈。
對于新能源強制配儲，此前國家及地方層面均出臺了相關(guān)政策。
2021年7月，國家能源局印發(fā)的《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，提出“為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設(shè)，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)?！?/p>
地方政策一般按照5%-20%的不同比例，要求新能源項目強制配儲。截至目前，已有超過23個省市區(qū)發(fā)布相關(guān)政策。
政策刺激新型儲能市場大規(guī)模爆發(fā)。去年中國新型儲能新增投運7.3 GW，同比增長近2倍，這也是中國首次超越美國成為了全球第一。新型儲能是指除抽水蓄能以外的新型儲能技術(shù)。
根據(jù)CNESA全球儲能項目庫預測，到2030年，國內(nèi)新型儲能總投資規(guī)模將近9000億元。
但隨著風光等新能源進入平價時代，以及部分需要參與電力市場競價等的情況下，新能源強配儲政策的爭議之聲越來越大。
“如果新能源項目不強制配儲，我想沒有一家公司是愿意配儲的?！边h景能源高級副總裁田慶軍在近期儲能國際峰會高峰對話環(huán)節(jié)稱，“因為儲能沒有發(fā)揮其價值，市場對其的態(tài)度是越便宜越好，而不是質(zhì)量越高越好?！?/span>
爭議強配儲
“新能源強配儲能帶來的問題主要有兩方面，一是成本增加，二是資源浪費?！币晃粯I(yè)內(nèi)人士在會上表示。
他指出，新能源已經(jīng)完全平價，有些地方新能源參與電力市場交易，競價結(jié)果低于平價電價，“這是惡性競爭的結(jié)果。”
從與會開發(fā)商的態(tài)度看，他們對新能源強制配儲在現(xiàn)階段發(fā)揮的作用有質(zhì)疑。
上述業(yè)內(nèi)人士表示，從利用系數(shù)看，裝機規(guī)模最大的電源側(cè)儲能反而利用率最低，這不利于整個儲能行業(yè)的發(fā)展，會導致出現(xiàn)劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象。
畢馬威在3月發(fā)布的《新型儲能助力能源轉(zhuǎn)型》報告也指出，當前新能源企業(yè)配儲成本主要由企業(yè)自身承擔，給企業(yè)帶來較大壓力。企業(yè)可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產(chǎn)品，把儲能作為可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)的工具。
畢馬威統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。
若發(fā)電側(cè)單一環(huán)節(jié)主要承擔儲能成本，儲能所能提供的削峰填谷、容量資源、調(diào)頻備用、延緩輸電投資、增進電網(wǎng)穩(wěn)定等服務(wù)卻體現(xiàn)在多個環(huán)節(jié)。這也造成了儲能成本疏導不暢、社會投資意愿不強等問題。
“在制度經(jīng)濟學里，設(shè)計機制時非常重要的原則是——誰創(chuàng)造的效益由誰來分享，誰產(chǎn)生的成本由誰來承擔?！鼻迦A大學電機系副教授鐘海旺表示。
他解釋稱，新能源和負荷側(cè)都是造成電力系統(tǒng)波動性的主體，都應該歸為“肇事者”，需要承擔相應的成本。
“只有讓這些主體感到成本壓力，才能從制度上讓它們主動消除不確定性和波動性。”鐘海旺說，這相當于利用市場化的引導作用，達到消減系統(tǒng)波動性的效果。
夏清也表示，如果“肇事者”不承擔儲能成本，讓別人承擔，會造成資源錯配，導致肆無忌憚的波動。
出路在哪里？
新能源開發(fā)商們希望政策發(fā)生轉(zhuǎn)向，不再強制配儲，或者允許新能源搭配的儲能擁有更多的參與模式，比如參與電力現(xiàn)貨交易，接受電網(wǎng)調(diào)度，從中獲取收益。
“但即便山東、山西等省份，打通了新能源配儲可以轉(zhuǎn)為獨立儲能參與市場這一通道，但并沒有解決‘羊毛出在羊身上’的問題。”上述業(yè)內(nèi)人士舉例稱，有的儲能項目，56%的收入來自新能源項目的租賃，即靠租金維持儲能電站的生存，這同時意味著新能源項目要付出大量的租用儲能電站的成本。
“新能源配儲本質(zhì)上是一種計劃手段。如何使用的市場機制，并沒有到位。”夏清在會上表示，這是問題的根源。
有電網(wǎng)公司負責人也在會場回應稱，目前部分地方電網(wǎng)已經(jīng)出臺了配儲入市以及配儲轉(zhuǎn)獨立儲能的政策，但存量新能源側(cè)配置的儲能要達到調(diào)用條件，還要做一些技術(shù)上的調(diào)整。
另一電力公司調(diào)控中心工作人員表示，“只要儲能項目具備獨立的控制條件和要求，就可以參與現(xiàn)貨市場及全省調(diào)頻輔助服務(wù)，只要全省有需求就可以來參與。如果僅定位自用，難免會出現(xiàn)利用率不足的情況?！?/span>
從兩家區(qū)域電網(wǎng)公司的回應看，電網(wǎng)已給新能源配儲留下了轉(zhuǎn)為“獨立儲能”運行的渠道，即從服務(wù)企業(yè)本身轉(zhuǎn)向服務(wù)電網(wǎng)需求。
據(jù)上述人士介紹，其所在省份新能源裝機已達4000萬千瓦，一次調(diào)頻的需求為每天800-1000次，每次調(diào)節(jié)的里程需求約是120 MW。按照現(xiàn)有調(diào)頻市場報價，若儲能能參與一次調(diào)頻市場，約可獲得收益550萬元。
除一次調(diào)頻外，儲能還有現(xiàn)貨市場收益。該人士稱，2022年其所在省現(xiàn)貨市場峰谷價差約為0.6元/kWh，以10萬千瓦獨立儲能項目進行測算，若有4小時的充放電，一充一放能賺24萬元。除檢修時間外，一年按250天運行天數(shù)測算，一年能有6000萬元現(xiàn)貨市場收益。
“一次調(diào)頻+現(xiàn)貨”的模式，將給新能源配儲新的盈利方向轉(zhuǎn)型提供了參考。
儲能在電力系統(tǒng)及輔助服務(wù)等不同環(huán)節(jié)，會產(chǎn)生不同的應用價值，包括容量價值、功率價值、備用價值等。在此過程中，儲能可以通過峰谷套利、基本容量、輔助服務(wù)（調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動）、需求側(cè)響應等方面獲取收益。
其中，輔助服務(wù)有固定補償和市場化補償兩種形式，固定補償一般按照各省電力輔助服務(wù)管理實施細則等規(guī)定的標準獲取收益，市場化補償則按照地區(qū)輔助服務(wù)市場運營規(guī)則獲取市場化收益。
畢馬威分析指出，根據(jù)“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則，輔助服務(wù)補償應當由發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)共同承擔。但目前國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)成本還難以傳輸?shù)接脩魝?cè)，在一定程度可能會限制輔助服務(wù)市場的發(fā)展。
上述業(yè)內(nèi)人士認為，未來儲能電站的發(fā)展方向，應多以電網(wǎng)側(cè)集中獨立共享電站的形式出現(xiàn)，同時加快推進電源側(cè)儲能改造，使其真正參與到市場交易中。
“儲能行業(yè)要加強規(guī)劃，發(fā)揮電網(wǎng)公司平臺作用，加強現(xiàn)貨市場模擬系統(tǒng)的研究，多元化挖掘儲能行業(yè)的發(fā)展?jié)摿Φ?。”該人士稱。
田慶軍也呼吁，一是希望儲能能夠從大電網(wǎng)集中控制，發(fā)展到新能源電力企業(yè)分散控制，二是希望包括電力現(xiàn)貨交易等信息和數(shù)據(jù)相對透明；三是希望政策具有連續(xù)性，朝令夕改增加了已落地項目的風險；四是建議儲能項目在驗收并網(wǎng)環(huán)節(jié)嚴格標準，避免魚目混珠。
不少與會者認為，儲能行業(yè)正處于從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變的關(guān)鍵期，從底層商業(yè)邏輯到項目落地運行，仍存在諸多問題，需要頂層設(shè)計、電網(wǎng)公司、新能源企業(yè)、儲能企業(yè)、用戶側(cè)等多方主體共同摸索。